电力直接交易价格的说明
电价概况及主要电价政策解读
电价概况及主要电价政策解读□国家发展改革委价格司副司长李才华一、电价概况（一）管理体制。
我国电价由政府价格主管部门负责管理，重大事情报国务院决定。
政府价格主管部门对电力价格实行“统一领导、分级管理”，省及省以上电网的电价由国务院价格主管部门负责管理，省以下独立电网的电价由省级价格主管部门负责管理。
国家电监会、国家能源局可对电价政策和电价水平提出调整意见。
调整居民电价需依法召开调价听证会，具体由国家发展改革委委托省级价格主管部门召开。
（二）法律法规体系。
《价格法》对政府定价作出了原则性规定。
1996年颁布的《电力法》对电价作出了专门规定；2003年国务院办公厅颁布的《电价改革方案》明确了电价改革的目标、方向和原则；2005年国家发展改革委颁布的《上网电价管理暂行办法》、《输配电价管理暂行办法》、《销售电价管理暂行办法》明确了电价改革的主要措施。
此外，2005年3月颁布的《可再生能源法》对可再生能源的电价管理原则也作出了规定，我们据此制定了《可再生能源发电价格和费用分摊管理暂行办法》。
（三）电价机制。
我国电价机制正在由政府定价向市场竞争定价过渡。
目前，电价政策和电价水平主要由政府价格主管部门制定。
电价按电力生产经营环节分为上网电价、输配电价和销售电价。
电价由成本、费用、税金和利润构成，价格水平按“合理补偿成本、合理确定收益、依法计入税金、坚持公平负担”的原则制定。
其中：1．上网电价。
（1）燃煤机组。
2004年以后新投产的上网电价实行标杆电价，分省按平均成本制定电价标准，随煤价变化而相应调整；老机组大部分也已执行标杆上网电价。
（2）水电、核电机组。
电价机制正在进一步完善中。
（3）再生能源发电机组。
以标杆电价管理为主。
同时，开始引入市场定价机制。
在东北电网进行了竞价上网试点；符合条件的发电企业可与电力用户进行直接交易试点，协商确定电价。
2．输配电价。
制定了跨省、区送电的电网设施的输电价格；公布了各省级电网暂行的输配电价标准，但未据此监管电网的收入与成本；规范了西北等区域电网输电价格；制定了部分省（区）发电企业与用电企业直接交易试点的输配电价。
江苏省电力集中竞价交易规则(试行)
江苏省电力集中竞价交易规则（试行）第一章总则第一条为进一步推进江苏电力用户与发电企业直接交易工作，通过交易平台开展集中竞价交易，实现电能交易的公开、公平、公正，促进资源优化配置，根据国家有关规定和江苏实际，制订本规则。
第二条本规则适用于江苏省采用集中竞价方式开展的电力用户与发电企业直接交易。
第三条集中竞价交易坚持平等自愿、公开透明、收益共享、风险共担的原则。
第四条集中竞价交易包括年度、季度、月度交易。
第五条集中竞价通过江苏电力交易平台进行交易，参与集中竞价交易的发电企业和电力用户应提前在交易平台注册，取得交易资格。
电力交易平台在交易组织前公告市场准入名单及相关要求。
第六条江苏省电力交易中心有限公司（以下简称电力交易中心）负责电力交易平台的开发、建设和运行维护工作。
第二章交易组织第七条省经信委、江苏能源监管办根据年度直接交易电量总量确定集中竞价电量规模、电力用户及发电企业申报电量上限，由电力交易平台发布。
第八条电力交易平台提前3个工作日发布集中竞价交易日期以及相关市场信息。
市场信息包括但不限于：（一）电力供需形势；（二）集中竞价交易电量规模；（三）关键输电通道潮流极限情况;（四）电力用户及发电机组允许申报的电量上限；（五）交易申报起止时间、交易出清结果公告时间；（六）必要时公布直接交易允许申报价差上下限；（七）出清方式。
第九条集中竞价交易采用交易双方分别申报交易电量和价差的形式，按照“价格优先、容量优先、时间优先”原则确定成交。
发电企业申报上网价差时，以参加直接交易的机组上网电价为基准，电力用户以自身执行的目录电度电价为基准。
第十条发电企业按机组申报上网电量和上网价差，电力用户按户号及电压等级申报用电量和用电价差。
申报价差的最小单位为0.001元/千瓦时，电量最小单位为100万千瓦时。
价差为正数（负数）时，表明直接交易申报的发电价格高于（低于）现行发电上网电价，直接交易申报的电力用户用电价格高于（低于）现行目录电价。
京津唐电网电力用户与发电企业直接交易暂行规则
进行限价。价差传导方式下，限价为对其价差设定上下限， 设定公式为： 价差上（下）限 =±京津唐电网燃煤火电机组平均上网 电价× P P 为限价系数，取值范围 0 至 1，由国务院价格主管部门
— 10 —
商国家能源局后，根据市场运行情况，授权华北电力交易机构 按年公布， 原则上每个交易年度调整不超过１次。 P 暂定为 0.2。 第二十二条 售电企业与其代理用户的代理电价和电
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电力管理部门对市场注册进行监督管理。 市场主体注册后在交易平台开展交易。完成市场注册的电 力用户，全部电量进入市场，不再按政府定价购电，在规定的 时间周期内（原则上不少于 3 年）不得退出市场。 第十四条 市场主体变更注册或者撤销注册， 应当按照本 规则的规定，向电力交易机构提出申请。经批准后，方可变更 或者撤销注册。当已完成注册的市场主体不能继续满足准入市 场的条件时，由电力交易机构履行公示程序并报国家能源局华 北监管局和地方政府电力管理部门同意后，在交易平台上取消 其直接交易注册资格。 对于违背电力市场相关规则的市场主体，依据相关规定， 给予强制撤销处罚。 第十五条 市场主体被强制退出或列入黑名单，原则上 3 年内不得直接参与市场交易。退出市场的主体由交易机构提请 省级政府或省级政府授权的部门在目录中删除，并在取消注册 后向社会公示。 第十六条 市场主体被强制退出市场或自愿退出市场的， 未完成合同可以转让，未转让的终止执行，并由违约方承担相 应的违约责任。 第十七条 取得资格并参与直接交易的企业， 有下列行为 之一的，取消其交易资格，并承担相应违约责任。 1.违反国家电力或环保政策并受到处罚的； 2.拖欠直接交易及其他电费一个月以上的；
1.保障输配电设施的安全稳定运行； 2.为市场主体提供公平的输配电服务和电网接入服务； 3.服从电力调度机构的统一调度，建设、运行、维护和管 理电网配套技术支持系统； 4.向市场主体提供报装、计量、抄表、维修等各类供电服 务； 5.按规定收取输配电费，代收代付电费和政府性基金与附 加费等； 6.预测并确定优先购电用户的电量需求； 7.按政府定价向公益性用户、保障性用户及其他非市场用 户提供售电服务， 签订和履行相应的供用电合同和购售电合同， 承担保底供电服务责任； 8.按规定披露和提供信息； 9.其他法律法规所赋予的权利和义务。
海南电力现货市场交易规则
海南电力现货市场交易规则1. 引言1.1 概述海南电力现货市场交易规则是海南省电力市场的核心规则和制度，它为电力现货市场的参与者提供了统一的交易准则和行为规范。
在整个市场生态系统中，交易规则具有至关重要的地位和作用。
随着海南省电力市场的发展，电力企业、发电厂商、电力用户等各方利益相关者的参与程度不断增加，交易规则的制定和实施变得尤为重要。
通过规范和统一的交易规则，可以提高市场的透明度和公平性，促进市场参与者之间的互信和交流，推动电力市场的健康发展。
海南电力现货市场交易规则涵盖了市场参与者的准入条件、交易方式和价格形成机制等方面的内容。
其中，准入条件明确了市场参与者需要具备的资质和条件，以确保市场中的企业和个人具备一定的资金实力和专业技能。
交易方式和价格形成机制则规定了市场参与者之间的交易方式和价格形成规则，包括交易时间、交易方式、交易计量单位等等。
通过建立和完善海南电力现货市场交易规则，可以有效应对市场运行中出现的各种挑战和问题，保障市场的正常运行和健康发展。
规则的制定和实施需要各方共同参与和积极配合，需要政府、企业、电力用户以及相关机构的共同努力，以确保电力现货市场的有效运行和持续发展。
总之，海南电力现货市场交易规则是电力市场发展的基石和保障，它对于提高市场的透明度、推动市场参与者之间的合作与共赢具有重要意义。
通过建立规范的交易准则和行为规范，可以促进市场的稳定和可持续发展，为海南省电力市场的繁荣做出积极贡献。
1.2 文章结构本文主要围绕海南电力现货市场交易规则展开讨论。
文章分为引言、正文和结论三个部分。
在引言部分，首先会对海南电力现货市场交易规则的概述进行介绍。
这包括该市场的基本背景、运作机制以及相关的法律法规等内容。
接下来，会介绍本文的结构安排，说明各个部分的内容和从属关系。
最后，明确本文的目的，即通过探讨海南电力现货市场交易规则的重要性，为相关的决策者和从业人员提供参考和借鉴。
正文部分将重点探讨海南电力现货市场的概述和交易规则的重要性。
售电公司参与直接交易结算手册(试行)V1.0
售电公司参与直接交易结算手册（试行）V1.0新疆电力交易中心有限公司2017年8月目录前言操作指南电费计算示例附件前言根据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）及其配套文件，新疆电力市场经过近两年的探索，逐步具备了售电公司入市交易的条件。
自治区经信委（自治区国防科工办）印发《关于2017年第二批电力用户与发电企业直接交易（试点）的通知》（新经信电力〔2017〕270号）文件，确定售电公司将参与直接交易。
2017年8月3日、4日组织的2017年下半年直接交易，7家售电公司成功中标。
鉴于售电公司参与直接交易后如何开展结算相对模糊，特编制本操作手册，请各售电公司市场主体参考，试行过程中如有疑问，请及时反馈，适时修订。
操作指南一、资料准备及提交1.财务管控注册资料内容：营业执照（三证合一）正本、副本；开户银行许可证；收款账户信息（账号、开户行、银行行号、联系人等）；结算人员法人授权委托书及身份证复印件。
要求：需加盖公司公章，纸质版和电子版。
时间：完成交易平台注册后即可提交。
2.代理用户信息表内容：包含代理用户名称（必须与平台注册名称一致）、代理用户用电电压等级、用户协议电价、售电公司交易电价、合同电量、分月计划等，详情见附件1。
要求：需售电公司、代理用户都加盖公章。
时间：交易正式出清后3个工作日之内提交。
3.月度交易计划调整表内容：包含代理用户的分月、分户次月及后续月份的计划滚动修订情况，详情见附件2。
要求：合同电量不允许变更，只允许调整未执行的月份。
需加盖公司公章，若不提交，则视为原计划不变更，每月只接受一次。
时间：交易执行过程中每月20日前最后一个工作日。
在月度交易开市或者中长期交易规则实施后，按新规定执行。
二、主要职责与流程售电公司：负责按要求提供财务管控注册资料、代理用户信息、月度计划调整信息等资料，并按政府规定承担违约偏差考核。
新疆电力交易中心：负责收集售电公司提交的资料；负责下达售电公司代理用户月度交易电量计划；负责核对售电公司“代理用户信息表”中的代理用户名称（必须与平台注册名称一致）、售电公司交易电价、合同电量、分月计划等信息；负责出具售电公司结算依据；负责计算售电公司违约偏差考核费用。
陕西省电力用户与发电企业直接交易实施细则(暂行)
第一章总则第一条为建立开放有序、公平竞争的电力市场机制，引导陕西省电力工业和相关产业科学发展，根据原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场〔2009〕20号)和国家能源局《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》（国能综监管〔2013〕258号）等文件精神，依据陕西省发展和改革委员会、国家能源局西北监管局《关于印发陕西省电力用户与发电企业直接交易暂行办法的通知》（陕发改运行[2014]1002号）,结合陕西省电力运行实际，制定本细则。
第二条直接交易是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则在电力交易平台直接进行的购售电交易，电网企业按规定提供输配电服务。
第三条直接交易通过陕西电力市场交易技术支持平台系统（以下简称“交易平台系统”）以自主协商或集中交易方式完成，电网企业负责具体组织交易、安全校核等工作。
第二章市场主体的权利和义务第四条参与电力直接交易的市场主体，包括电网企业、符合准入条件的电力用户和发电企业。
第五条电网企业的权利和义务（一）公平、无歧视开放电网，提供输配电服务；（二）按照“三公调度”的原则和有关合同进行调度；（三）负责电量抄录，代理结算直接交易电费；（四）负责交易结果的落实与执行；（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第六条电力用户的权利和义务（一）按规定进入和退出电力交易市场；（二）履行交易合同及协议；（三）保证交易电量用于申报范围内的生产自用；（四）遵守政府部门有关需求侧管理的规定；（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第七条发电企业的权利和义务（一）按规定进入和退出电力交易市场；（二）履行交易合同及协议；（三）按要求提供辅助服务；（四）执行并网调度协议，服从统一调度，维护电网安全稳定运行；（五）有关规定设定的其它权利和义务。
第三章市场准入与退出第八条电力用户参与直接交易的准入条件（一）在电网企业独立开户，单独计量，用电电压等级35千伏及以上的工业企业或10千伏及以上的高新技术企业、战略性新兴产业。
国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知-国能综监管[2013]258号
![国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知-国能综监管[2013]258号](https://img.taocdn.com/s3/m/415a18c2a48da0116c175f0e7cd184254b351bdc.png)
国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 国家能源局综合司关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知（国能综监管〔2013〕258号）各派出机构，各省（自治区、直辖市）能源局：按照国务院关于转变职能和简政放权的总体要求以及2013年深化经济体制改革重点工作的有关意见，为推进电力用户与发电企业直接交易并加强后续监管，规范直接交易行为，经商有关部门，现就有关事项通知如下：一、对于电力直接交易试点工作，国家有关部门不再进行行政审批。
请各地按照原国家电监会、国家发展改革委、国家能源局《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》（电监市场〔2009〕20号）等有关文件精神，继续推进电力用户与发电企业直接交易相关工作，已经开展试点的地区，应在试点的基础上总结经验，继续推进，尚未开展直接交易的地区，要结合地区实际开展相关工作。
二、完善电力直接交易的市场准入条件，促进节能减排和产业结构的优化调整。
（一）参与直接交易的电力用户必须符合《产业结构调整指导目录》等国家产业政策并且环保排放达标，不符合国家产业政策以及淘汰类产品、工艺的企业不得参与。
鼓励战略性新兴产业和能效标杆企业，以及实施工业领域电力需求侧管理，实现用电科学、有序、节约、高效的企业参与直接交易。
（二）实行差别化的准入政策，促进产业布局优化。
东部地区，要向高新技术企业、战略型新兴产业及能效标杆企业倾斜，一般性的高能耗企业，原则上不安排参与直接交易；中部地区，参与电力直接交易的企业，其单位能耗低于本省（自治区、直辖市）工业企业平均水平；西部地区特别是能源富集地区，参与电力直接交易的企业，其单位能耗低于全国同行业平均水平。
电力行业的电力市场竞价与交易
电力行业的电力市场竞价与交易电力市场竞价与交易是电力行业的重要环节，它涉及到电力资源的供应与需求、市场价格的形成以及供电效率的提升等方面。
本文将从电力市场竞价与交易的定义、主要参与方、竞价与交易的流程以及其影响等方面进行探讨。
一、电力市场竞价与交易的定义电力市场竞价与交易是指电力供应方和需求方通过竞价的方式进行电力资源的交易。
它是一种基于市场供需关系形成的电力交易模式，通过供应与需求的平衡以及市场价格的形成，实现电力资源的有效配置和合理利用。
二、主要参与方电力市场竞价与交易的主要参与方包括发电企业、电力交易中心、电力用户以及政府监管机构。
1. 发电企业：作为电力市场的供应方，发电企业是向市场提供电力资源的主体，他们通过竞价方式确定自己的出售价格，并参与电力市场的交易。
2. 电力交易中心：作为电力市场的运营机构，电力交易中心扮演着平台的角色，负责组织竞价活动、发布电力交易信息、确保竞价公开透明以及监督市场交易的合规性。
3. 电力用户：作为电力市场的需求方，电力用户是市场中购买电力资源的主体，他们通过竞价方式确定自己的购买价格，并参与电力市场的交易。
4. 政府监管机构：负责监督和管理电力市场竞价与交易活动，保障市场的公平、公正和透明，维护市场秩序以及推动电力市场的健康发展。
三、竞价与交易流程电力市场竞价与交易的流程通常包括资源发布、竞价报价、交易撮合和交收结算四个环节。
1. 资源发布：发电企业将自己的电力资源信息发布到电力交易中心，包括供应容量、供电时段、电力质量等相关信息。
2. 竞价报价：电力用户根据自己的需求，在电力交易中心指定的竞价时段内，以竞价方式提交购买意向和报价价格。
3. 交易撮合：电力交易中心根据发电企业和电力用户的报价信息，通过撮合算法将需求方和供应方进行匹配，形成交易结果。
4. 交收结算：交易完成后，电力交易中心进行交收和结算工作，包括电量核对、结算方式确定、资金结算等，确保交易的顺利完成。
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电力直接交易价格的说明
为了让各市场主体更好的理解陕西电网输配电价核定后电力直接交易电价构成，促进直接交易平稳有序开展,现对交易结算电价给予具体说明：
电力用户结算电价(平段)=直接交易电价+输配电价（含线损和交叉补贴）+政府性基金附加
其中:直接交易电价为电厂上网侧成交电价。
输配电价核定后，按照最新要求，发电企业报价中包含工业企业结构调整专项资金及超净排放的环保加价，发电企业实际结算电价=直接交易电价-1.99分/千瓦时.如实际成交电价为0。
3346
元/千瓦时,则发电企业实际结算电价为0.3147元/千瓦时,且不再有环保加价。
目前省内火电企业脱硫脱硝实际电价为0。
3545元/千瓦时（不含超净排放加价，含超净排放加价为0.3645元/千瓦时）,结算时征收1。
68分/千瓦时工业企业结构调整专项资金后(不含税，计及增值税及附加费用对应发电企业支出成本为1.99分/千瓦时,以下均以1。
99分/千瓦时计算发电企业成本,具体见《关于征收工业企业结构调整专项资金有关问题的通知(财税〔2016〕6号)》），发电企业实际结算标杆电价按0。
3346元/千瓦时执行。
输配电价（含线损和交叉补贴）及政府性基金附加按照陕价商发〔2017〕3号文《陕西省物价局关于2017—2019年
输配电价有关问题的通知》执行。
附件：申报电价与结算电价关系实例
一、发电企业结算电价
发电企业结算电价=直接交易电价(含工业企业结构调整专项资金、含税、含环保电价）。
例如：某含超净的电厂申报电价为334.6元/兆瓦时,此时较原先电价降价幅度为29.9元/兆瓦时,其中包括10元/兆瓦时的超净电价，19。
9元/兆瓦时的工业企业结构调整专项资金。
表1 电厂申报电价与降价幅度比较
二、电力用户结算电价
电力用户结算电价(平段）=直接交易电价+输配电价(含线损和交叉补贴）+政府性基金附加。
1。
陕西电网(不含榆林）电力用户结算电价
例如：陕西电网(不含榆林)某110kV大工业电力用户销售电价为519。
3元/兆瓦时,输配电价为108。
4元/兆瓦时，政府性基金及附加57。
8元/兆瓦时,则折算至发电企业上网
侧电价为353。
1元/兆瓦时（10kV、35kV、110kV一般工商业、大工业用户的基础电价均为353。
1元/兆瓦时）。
若该用户申报电价为343。
1元/兆瓦时，则较折算电价降价幅度为—10元/兆瓦时。
表2陕西电网(不含榆林)用户申报电价与降价幅度比较
2.榆林电网电力用户结算电价
（1）榆林电网国网电力用户结算电价
例如：榆林电网某国网110kV大工业电力用户销售电价为429.3元/兆瓦时,输配电价为50。
2元/兆瓦时，政府性基金及附加26元/兆瓦时,则折算至发电企业上网侧电价为353。
1元/兆瓦时（10kV、35kV、110kV一般工商业、大工业国网用户基础电价均为353。
1元/兆瓦时）。
若该用户申报电价为343.1元/兆瓦时,则较折算电价降价幅度为—10元/兆瓦时。
表3榆林电网国网用户申报电价与降价幅度比较
(2）榆林电网地电电力用户结算电价
例如：榆林电网某地电110kV大工业电力用户销售电价为429。
3元/兆瓦时，输配电价为65。
1元/兆瓦时，政府性基金及附加26元/兆瓦时,则折算至发电企业上网侧电价为338。
2元/兆瓦时(10kV、35kV、110kV一般工商业、大工业地电用户基础电价均为338。
2元/兆瓦时)。
若该用户申报电价为328.2元/兆瓦时，则较折算电价降价幅度为—10元/兆瓦时.
表4榆林电地电网用户申报电价与降价幅度比较
三、发电企业和电力用户降价幅度不一致的原因
1。
根据陕价商发[2017]3号文中规定，对陕西电网销售电价（除榆林)统一降低10。
8元/兆瓦时,因此陕西电网（除榆林）电力用户较之前的目录电价已统一进行下调。
2。
输配电价政策实施后，原先在输配电价中由省电力公司代缴的工业企业结构调整专项资金直接转移至电厂结算电价（即直接交易电价），则直接使得电厂的电价降低19.9元/兆瓦时.。